劉金水, 趙 洪

(中海石油(中國)有限公司 上海分公司，上海 200030)

東海陸架盆地西湖凹陷平湖斜坡帶是東海油氣勘探的重點(diǎn)地區(qū)之一，自1983年鉆探第一口井至今，由南至北發(fā)現(xiàn)了平湖、團(tuán)結(jié)亭、寶云亭及孔雀亭等多個(gè)油氣田，但不同油氣田的油氣縱、橫向分布特征均不相同。由于平湖斜坡帶高、中、低帶烴源巖具有不同的熱演化程度，加之中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶干氣向斜坡帶的充注導(dǎo)致其油氣特征復(fù)雜，目前對(duì)油氣分布形成差異的成因仍不明確。不同學(xué)者針對(duì)平湖斜坡帶的成藏特征開展了研究：張先平等[1]、江興歌等[2]、何將啟等[3]、宋小勇[4]通過構(gòu)造、應(yīng)力場及運(yùn)移模擬研究，明確早、晚期油氣均由中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶及平湖斜坡帶的低帶向中、高帶運(yùn)移；李敏[5]總結(jié)了平湖斜坡帶不同油氣藏的成藏過程；陶士振等[6]、唐友軍等[7]通過地球化學(xué)研究指明源上、源內(nèi)油氣藏的富集條件與分布規(guī)律；陶士振等[6]等通過盆地模擬提出了油氣富集的成藏主控因素；劉金水[8]通過針對(duì)異常壓力研究總結(jié)了單封閉常壓帶、雙封閉壓力過渡帶和雙封閉高壓帶的頂部為油氣的有利聚集區(qū)。前人的研究成果雖然從宏觀角度提出了油氣成藏主控因素與油氣運(yùn)移方向等成藏模式，但均未有效指出目前油氣分布差異的原因，不能對(duì)油氣預(yù)測(cè)研究提供有效指導(dǎo)。

本文針對(duì)平湖斜坡帶油氣成藏機(jī)理進(jìn)行研究，以明確油氣分布差異的成因。首先針對(duì)平湖斜坡帶已鉆井的油氣地化及油氣藏特征進(jìn)行梳理，在此基礎(chǔ)上針對(duì)不同含油氣區(qū)的油氣分布機(jī)理進(jìn)行探討；其次對(duì)平湖斜坡帶的油氣地球化學(xué)數(shù)據(jù)進(jìn)行系統(tǒng)分析，對(duì)主要油氣區(qū)的油氣分布差異進(jìn)行剖析；最終建立西湖凹陷平湖斜坡帶差異性氣侵的成藏模式并對(duì)油氣分布成因進(jìn)行總結(jié)。

1 石油地質(zhì)背景

西湖凹陷位于東海陸架盆地的東北部，是在前古近系基底上經(jīng)歷了斷陷、拗陷與區(qū)域沉降3個(gè)大的演化階段發(fā)育而來的具東斷西超特征的大型凹陷，是東海陸架盆地中規(guī)模最大的第三系含油氣凹陷[9-10]。西湖凹陷構(gòu)造整體呈北北東向展布，具有東西分帶、南北分塊的特點(diǎn)，自西向東分為平湖斜坡帶、西次凹、中央反轉(zhuǎn)帶、東次凹及東部斷階帶等5個(gè)次級(jí)構(gòu)造帶(圖1)。平湖斜坡帶自下而上發(fā)育了始新統(tǒng)八角亭組與平湖組，漸新統(tǒng)花港組、中新統(tǒng)龍井組及玉泉組等地層[9-10]。目前西部斜坡帶由南至北分布有平湖油氣田與平北區(qū)(團(tuán)結(jié)亭、寶云亭、武云亭及孔雀亭等含油氣構(gòu)造群)。平湖組主要發(fā)育受潮汐影響的三角洲及潮坪相，花港組主要發(fā)育辮狀河三角洲相，其中平湖組是主要含油氣目的層，花港組為次要目的層[9-11]。

平湖斜坡帶主產(chǎn)層平湖組油氣分布整體呈現(xiàn)不均衡的特點(diǎn)。平湖斜坡帶平湖油氣田平湖組除底部發(fā)現(xiàn)少量含蠟量較高的原油外，整體以凝析氣藏為主，花港組以輕質(zhì)油為主；團(tuán)結(jié)亭地區(qū)整體為凝析氣，平湖組上段發(fā)育少量輕質(zhì)油；寶云亭與武云亭地區(qū)高帶油藏居多，中低帶以凝析氣藏為主，有少量輕質(zhì)油及原油；孔雀亭地區(qū)整體以凝析氣為主，在高帶及個(gè)別井上部有油層分布。

圖1 平湖斜坡帶區(qū)域構(gòu)造位置圖及地層柱狀圖Fig.1 Regional tectonic location and stratigraphic histogram of the Pinghu Slope

2 氣侵特征

西湖凹陷平湖斜坡帶從南至北，由平湖油氣田到孔雀亭氣田的油氣分布特征均有所不同，本文從油氣總體分布特征研究入手，針對(duì)油氣分布的成因進(jìn)行探討。

2.1 原油物性及油氣分布特征

原油物性分析統(tǒng)計(jì)顯示平湖斜坡帶原油具有4種主要類型，即正常原油、輕質(zhì)油、常規(guī)凝析油與少量“非正常凝析油”。正常原油具有密度大、凝固點(diǎn)高、輕餾分少、含蠟量高、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量高等特征，多處于常壓環(huán)境中；輕質(zhì)油具有“六低一高”的特征，即低密度、低凝固點(diǎn)、低黏度、低蠟、低膠質(zhì)、低瀝青質(zhì)和高輕烴含量，多處于中溫常壓環(huán)境；常規(guī)凝析油與輕質(zhì)油一樣具有“六低一高”的特征，一般產(chǎn)于高溫常壓油氣藏中。西湖凹陷“非正常凝析油”具相對(duì)較高膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量及相對(duì)較低的輕烴含量等特征，處于高溫超壓環(huán)境，在平湖斜坡帶常見于平湖油氣田底部(表1)。

平湖斜坡帶油氣平面分布具有一定的宏觀規(guī)律性，具體表現(xiàn)為距離中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶生烴中心越近，凝析氣藏中凝析油含量越低，向西逐漸變?yōu)楦吆湍鰵獠?，直至高帶的油?圖2)，但具體到不同含油區(qū)其橫向與縱向分布又有所差異。

平湖油氣區(qū)4種類型的原油均有所發(fā)現(xiàn)，低帶天然氣資源最為富集，平湖組整體以低含油凝析氣為主，中-高帶高含油凝析氣與正常原油相對(duì)于天然氣資源更為富集?；ǜ劢M則整體以輕質(zhì)油為主；在縱向上，中-低帶平湖組底部見少量密度大、凝固點(diǎn)高、含蠟量高的正常原油與“非正常凝析油”，之上均為凝析氣藏且少見油層，凝析氣藏氣油比由下到上逐漸降低，花港組為輕質(zhì)油；中帶也是以凝析氣為主，但含油層系明顯增加；高帶更多的表現(xiàn)為正常原油的特征，常見帶油環(huán)的氣藏。

圖2 平湖斜坡平湖組油氣平面宏觀分布圖Fig.2 Map showing oil and gas distribution of Pinghu Formation on the Pinghu Slope

表1 平湖斜坡帶平湖組原油物性特征(部分)Table 1 Physical properties of crude oil of the Pinghu slope

平北寶云亭與武云亭等地區(qū)低帶以凝析氣藏為主，少見原油。高帶以油藏及高含油凝析氣藏居多，局部存在凝析油及原油；縱向上原油分布特征與平湖油氣田有所不同，高密度、高含蠟的油藏往往在平湖組上部。孔雀亭地區(qū)整體以凝析氣為主，僅在高帶及低帶上部有少量正常原油產(chǎn)出。

2.2 油氣分布差異分析

查明平湖斜坡帶不同地區(qū)、不同層位的油氣分布差異成因，對(duì)油氣分布進(jìn)行預(yù)測(cè)是目前成藏研究亟需解決的問題，本文從油氣成藏機(jī)理入手對(duì)其進(jìn)行分析。

2.2.1 烴源巖生油氣特征

平湖斜坡帶平湖組主力烴源巖具有低甾烷、豐富二萜類化合物特征，β-扁枝烷、異海松烷、海松烷豐富，具有沼澤相烴源巖特征。平湖組薄煤層富集，局部累計(jì)厚度可達(dá)69 m，泥巖鏡質(zhì)組質(zhì)量分?jǐn)?shù)(w)可達(dá)50%以上。干酪根元素分析表明，平湖斜坡帶各組段泥質(zhì)及煤巖的有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅲ型；熱解分析成果也同樣揭示凹陷烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型以偏腐植型(Ⅱ2-Ⅲ型)為主[12-13]。烴源巖生油氣母質(zhì)有2種類型：一是以鏡質(zhì)組為主，來源于陸源高等植物木質(zhì)組織的凝膠化作用，為傾氣型烴源巖；二是以“殼質(zhì)組+腐泥組”為主，來源于水生低等植物，為傾油型烴源巖。平湖斜坡帶原油中輕烴化合物豐富，苯、甲苯、二甲基苯等異構(gòu)烷甲基環(huán)己烷高于同碳數(shù)正烷烴，天然氣碳同位素偏重，表明平湖斜坡帶生成的油氣均具有偏煤型氣的特征(圖3)。

圖3 天然氣碳同位素母源類型圖Fig.3 Carbon isotope source types of natural gas(作圖方法據(jù)戴金星[14])

圖4 西湖凹陷平湖組現(xiàn)今熱演化圖Fig.4 Map showing present thermal evolution of Pinghu Formation in Xihu Depression

參照烴源巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5735-1995)，本文按如下標(biāo)準(zhǔn)劃分：0.5%≤Ro≤0.7%為初始生油階段，0.7%2.0%為過成熟階段。從現(xiàn)今平湖組埋深及熱演化程度來看(圖4)，平湖斜坡帶平湖組底部Ro由低帶的1.6%直至高帶的0.55%，表明烴源巖已進(jìn)入生濕氣階段但尚未進(jìn)入生干氣階段。此外，通過包裹體測(cè)試分析表明平湖斜坡帶具有2期包裹體特征，第一期油包裹體均一溫度為105～120℃，第二期氣包裹體均一溫度為130～150℃；結(jié)合單井埋藏史恢復(fù)可知平湖斜坡帶存在2期油氣充注，第一期原油充注主要發(fā)生在13～10 Ma B.P.，第二期5 Ma B.P.至今以天然氣充注為主。

2.2.2 氣侵特征

高溫高壓環(huán)境下，當(dāng)油藏中早期形成的原油與后期注入的高成熟天然氣混合后，原油成分發(fā)生變化，輕質(zhì)組分溶解到氣相中產(chǎn)生相分餾作用，天然氣繼續(xù)運(yùn)移并在合適的條件下形成次生凝析氣藏。凝析氣藏繼續(xù)向上運(yùn)移，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c(diǎn)壓力而發(fā)生相變形成凝析油，也有研究者稱此強(qiáng)氣侵過程為“蒸發(fā)分餾”[15-16]。在氣侵過程中輕烴中的正構(gòu)烷烴易溶于氣相而被帶走，單環(huán)芳烴化合物由于自身的π鍵結(jié)構(gòu)具極性而產(chǎn)生分子間的相互引力，不易進(jìn)入氣相，因此剩余油與凝析油具有不同的地球化學(xué)特征。凝析油具有鏈烷烴富集、芳烴貧化及低瀝青等特征，而殘余油具有相反的特征[15-21]。

平湖斜坡帶具備氣侵發(fā)生的條件[22]，從原油輕烴組成變化來看，平湖斜坡帶隨著晚期天然氣對(duì)早期原油進(jìn)行氣侵，在凝析油中更多地富集了芳烴類化合物，表現(xiàn)為Bz(苯)及Tol(甲苯)相對(duì)正己烷含量越向上越低(圖5)，表明下部原油經(jīng)受了更多的氣侵過程。

平湖斜坡帶平湖組凝析油族組分自下而上具有飽和烴含量逐漸提高、芳烴含量降低的趨勢(shì)，呈現(xiàn)蒸發(fā)分餾的特征。從色譜特征來看，縱向上平湖斜坡帶自下而上的氣侵特征明顯，如：平湖油氣田A2井平湖組下段(深度 3 724.50 m)原油輕質(zhì)組分基本散失，飽和烴氣相色譜主峰為C23，密度0.84 g/cm3，黏度4.43 mPa·s，凝固點(diǎn)29℃，含蠟量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))19.27%，表現(xiàn)為受蒸發(fā)分餾過后的剩余油特征；中段(深度 3 545.04 m)原油樣品飽和烴氣相色譜主峰為C13，密度0.782 g/cm3，含蠟量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))7.21%，凝固點(diǎn)18℃，富含甲苯等輕質(zhì)組分的輕質(zhì)油，其雙峰特征表明運(yùn)移來的凝析氣與原油進(jìn)行了一定程度的混合作用；上段(深度3 149.50 m)原油樣品飽和烴氣相色譜主峰為C12，密度為0.778 g/cm3，凝固點(diǎn)為-14℃，含蠟量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為3.81%，表現(xiàn)為凝析油特征(圖6)。

圖5 平湖斜坡帶原油輕烴組分特征Fig.5 Characteristics of light hydrocarbon component of the Pinghu Slope

圖6 平湖油氣田平湖組原油飽和烴色譜特征Fig.6 Characteristics of saturated hydrocarbon spectra of the Pinghu Formation in Pinghu oil and gas field

原油經(jīng)過多次氣侵之后，隨著正構(gòu)組分含量相對(duì)降低、芳香烴和環(huán)烴的相對(duì)含量增加，其重質(zhì)組分含量增高，在國內(nèi)外諸多凝析氣田底部均出現(xiàn)了重質(zhì)油或?yàn)r青墊[17-19]。平湖斜坡帶平湖組中上部發(fā)育黃色及藍(lán)色熒光的油包裹體(圖7-A、B、C)，但在平湖組底部少見熒光包裹體，多有瀝青包裹體的出現(xiàn)。瀝青包裹體除少量發(fā)育在石英顆粒的晚期裂縫中以外，大量發(fā)育于成巖后期顆粒的原生及次生粒間孔中，亦表明底部油藏受到了較強(qiáng)的氣侵作用(圖7-D、E、F、G、H)。

2.2.3 差異氣侵特征

平湖斜坡帶不同油區(qū)到生烴洼陷的距離與輸導(dǎo)性能的不同而導(dǎo)致晚期氣侵程度的差異，進(jìn)而必然導(dǎo)致不同的油氣分布特征。本文以平湖斜坡帶靠近生烴洼陷的平湖油氣田及距離生烴洼陷較遠(yuǎn)的寶云亭地區(qū)為例，開展差異氣侵的分析。

a.平湖油氣田

平湖油氣田是西湖凹陷最早發(fā)現(xiàn)并投入開發(fā)的中型油氣田，其緊鄰富生烴的紹興36洼，處于長期的油氣運(yùn)移的低勢(shì)區(qū)(圖8)。加之平湖組干酪根具有相對(duì)更高的鏡質(zhì)組含量，晚期生氣條件在平湖斜坡帶最為優(yōu)越。

平湖組目前以高壓凝析氣藏為主，縱向油氣層數(shù)多，如A1井油氣層數(shù)達(dá)44層，天然氣相對(duì)密度為0.63～0.85 g/cm3，天然氣中甲烷的體積分?jǐn)?shù)為70%～92%，在成因上屬熱解氣；花港組為常壓輕質(zhì)油藏，原油具低密度、低黏度、中低氣油比和低飽和等特征，相對(duì)密度為0.74～0.79 g/cm3，含硫量和含蠟量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))多低于1%(表1)。

圖7 平湖斜坡帶平湖組儲(chǔ)層瀝青及瀝青包裹體特征Fig.7 Characteristics of asphalt and asphalt inclusion of Pinghu Formation reservoir (A)沿切穿石英顆粒的微裂隙分布的液烴、氣液烴包裹體顯示淺黃色,A1井，深度3 518.8 m，熒光，×50; (B)同(A)，單偏光，×50; (C)沿切穿石英顆粒及其加大邊的微裂隙面分布，呈淡黃色、淡黃-灰色的液烴、氣液烴包裹體,A2井，深度3 816.55 m，熒光，×100; (D)局部粒間孔隙為暗褐色熒光的瀝青所充填,A1井,深度3 037.5 m，熒光，×20; (E)粒間孔隙中呈灰褐色、結(jié)絲網(wǎng)狀瀝青的氣液烴包裹體，顯示淺黃綠色熒光, A2井, 深度3 705 m，熒光，×100; (F)同(E)，單偏光，×100; (G)裂縫中孤立狀分布、呈淺灰色、結(jié)絲網(wǎng)狀瀝青的氣液烴包裹體, B3井; (H)同(G)

圖8 西湖凹陷生烴洼陷與生烴次洼分布示意圖Fig.8 Sketch showing distribution of hydrocarbon- generating depression and subsag in Xihu Sag

平湖油氣田中低帶的平湖組底部經(jīng)歷了強(qiáng)蒸發(fā)分餾作用，早期生成的原油受到強(qiáng)氣侵而形成凝析氣藏，導(dǎo)致低帶平湖組下段出現(xiàn)輕質(zhì)組分嚴(yán)重?fù)p失、含蠟量升高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高的原油。在平湖斜坡帶低帶所出現(xiàn)的“非正常凝析油”正是由于剩余油與凝析氣藏未形成良好的油氣分異，攜帶至地面所導(dǎo)致；凝析氣向上運(yùn)移的過程中，隨著地層壓力的降低凝析油不斷析出，凝析氣的氣油比逐漸降低。平湖油氣田中低帶平湖組由于晚期氣侵作用強(qiáng)，因此縱向上均為凝析氣藏，少見油層出現(xiàn)。

平湖油氣田高帶烴源巖目前還未達(dá)到大量生氣階段，且地層壓力由低帶到高帶逐漸降低，不具備形成蒸發(fā)分餾的條件。紹興36洼及中低帶晚期生成油氣向平湖油氣田高帶運(yùn)移過程中隨著地層壓力的降低與運(yùn)移氣量的減少，氣侵的程度逐漸減弱。此外由于高帶油氣保存條件的變差而導(dǎo)致平湖油氣田高帶多個(gè)構(gòu)造含氣性有所降低而以油藏為主，與中低帶的成藏特征不具有相似性。

b.平北地區(qū)

平北區(qū)平湖組以凝析氣藏為主，雖有少量油藏分布但規(guī)律性較差，存在非均質(zhì)性。按照蒸發(fā)分餾的原理，第n+1級(jí)餾分相對(duì)于第n級(jí)餾分是一個(gè)富集鏈烷烴、縮減芳香烴的過程，而剩余油中正烷烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)降低，芳香烴、高相對(duì)分子量的石蠟等化合物含量均增大[20-22]，因此凝析油不論從密度上還是重質(zhì)含量上都要小于n級(jí)。而平北區(qū)平湖組上部及高帶原油具有典型的高比重、高凝固點(diǎn)、高含蠟及高芳香烴特征。除此之外地層壓力遠(yuǎn)大于飽和壓力，油藏壓力遠(yuǎn)未達(dá)到飽和，不存在強(qiáng)氣侵的蒸發(fā)分餾特征。統(tǒng)計(jì)表明，平北區(qū)低帶凝析油輕烴組分也發(fā)生一定程度的散失，表明也可能受到了一定程度的氣侵。因此整體而言平北區(qū)中高帶相對(duì)于低帶經(jīng)歷更少的氣侵或者未發(fā)生過氣侵作用。

圖9 平湖斜坡帶寶云亭地區(qū)氣侵模式圖Fig.9 Gas transgression model for Baoyunting area on Pinghu Slope

以距離生烴洼陷較遠(yuǎn)的寶云亭地區(qū)為例(圖9)，其平湖組廣泛發(fā)育河道遷移性較差的河流相，河道砂體多孤立分布。加之寶云亭構(gòu)造主體部分由多個(gè)斷塊組成，橫向連通性相對(duì)較差。各斷塊之間在油氣性質(zhì)和分布上存在著較為明顯的差異，指示著斷層對(duì)早期的原油運(yùn)移與分布具較明顯的控制作用。如距離生烴凹陷最遠(yuǎn)的B2井共5個(gè)含油層，原油的相對(duì)密度為0.84～0.87 g/cm3，凝固點(diǎn)為22～27℃，含蠟(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為21.1%～24.5%。相鄰的B1井有2個(gè)含油層，原油的相對(duì)密度為0.78～0.80 g/cm3，凝固點(diǎn)為14～15℃，含蠟(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為9.5%～9.6%。距離生烴次洼最近的寶云亭三井原油相對(duì)密度為0.79～0.84 g/cm3，凝固點(diǎn)為7～25℃，含蠟(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為0.26%～9.87%。整體表現(xiàn)為離西次凹越遠(yuǎn)則原油密度越高、含蠟量越高、凝固點(diǎn)越高。

從縱向來看，B2井由下至上原油密度分別為0.866 g/cm3、0.835 g/cm3、0.838 g/cm3，含蠟(質(zhì)量分?jǐn)?shù))分別為24.45%、21.05%、13.71%，氣油體積比分別為606、64、62；且僅底層發(fā)生少量的輕烴損失，表現(xiàn)為僅底部可能存在極少量的氣侵，遠(yuǎn)未達(dá)到蒸發(fā)分餾的程度。從成藏過程來看，第一期油生成后在構(gòu)造高點(diǎn)成藏，晚期生成的天然氣自洼陷及斷層向高帶運(yùn)移。低帶由于晚期天然氣充足，氣侵作用較強(qiáng)，僅有極少量的油層分布。高帶由于砂巖與斷層輸導(dǎo)體的連通性較差，僅底部存在少量的氣侵，整體為油藏的分布，展現(xiàn)出受控于晚期天然氣成藏期輸導(dǎo)體系的發(fā)育程度而形成不同程度的氣侵。

除此之外，孔雀亭地區(qū)平湖組砂體連通性強(qiáng)，晚期天然氣充注程度強(qiáng)于寶云亭地區(qū)；但由于烴源巖分布的差異，生油能力較弱導(dǎo)致基本以凝析氣藏為主，僅在距離生烴洼陷最遠(yuǎn)的高帶上部具有較少的早期生成的原油分布，受晚期干氣充注的影響小。

3 油氣分布模式及勘探研究意義

平湖斜坡帶在13～10 Ma B.P.發(fā)生了第一期原油的充注與成藏，第二期5 Ma B.P.至現(xiàn)今天然氣由低帶向高帶的運(yùn)移，且油氣的運(yùn)移明顯受控于砂巖輸導(dǎo)體的發(fā)育程度[22]。與此同時(shí)油氣運(yùn)移勢(shì)能的降低與地層壓力也限制了晚期天然氣的運(yùn)移而導(dǎo)致難以在中高帶產(chǎn)生蒸發(fā)分餾作用，僅可產(chǎn)生一定程度的氣侵，仍然保存了早期生成原油的特征。因此在橫向上形成了強(qiáng)氣侵、弱氣侵與無氣侵發(fā)育區(qū)(圖10)。

從縱向上來看，天然氣僅在低帶平湖組下部形成了強(qiáng)氣侵，因此形成了下部具有更低的氣油比及原油具有更高的含蠟量。由于低帶具有更強(qiáng)的晚期天然氣充注能量，致使其中淺層更易成藏，表現(xiàn)為單井含氣層位多、氣油比高的特征。中帶由于受到氣侵作用相對(duì)較弱，縱向油氣分布相對(duì)規(guī)律性較差，可見油氣交互層的出現(xiàn)；而高帶由于未受到氣侵作用，仍然保持了早期原油的特征。

平湖斜坡帶目前勘探方向正在由氣藏轉(zhuǎn)向油氣并舉，查明原油分布規(guī)律是勘探部署研究的前提。在平湖斜坡帶具有富生油能力且受晚期天然氣影響較弱的構(gòu)造區(qū)具有保存原生油藏的能力。除此之外，在斜坡中低帶構(gòu)造形成早，具有石油生成能力且晚期天然氣輸導(dǎo)能力相對(duì)較弱的構(gòu)造也是原油勘探的主要方向。同時(shí)單井的垂向油氣預(yù)測(cè)中要關(guān)注晚期天然氣的來源與氣侵程度的差異，晚期氣侵程度較差的地層中仍保存具有不同氣油比的油層分布。

圖10 平湖斜坡帶差異性氣侵成藏模式Fig.10 Differential gas intrusion and pool-forming model for Pinghu Slope(A)第一期; (B)第二期

4 結(jié)論和建議

a.平湖斜坡帶受控于生油氣量及生烴洼陷的距離遠(yuǎn)近，不同含油氣區(qū)具有不同的油氣分布特征。平湖油氣田靠近紹興36洼且生氣能力優(yōu)于平北地區(qū)，中帶和低帶表現(xiàn)為高溫高壓條件下晚期大量天然氣的注入，致使平湖組下部遭受強(qiáng)烈氣侵而形成蒸發(fā)分餾作用，形成以重質(zhì)組分為主的剩余原油。平湖組向上凝析氣的含油量逐漸增加；晚期天然氣難以運(yùn)移至平湖油氣田高帶，且高帶地層以常壓為主，難以產(chǎn)生蒸發(fā)分餾作用，仍以原生油藏為主。

b.平湖油氣田以北的寶云亭及孔雀亭等地區(qū)距離生烴次洼相對(duì)較遠(yuǎn)，晚期生成及低帶運(yùn)移來的天然氣較少，僅在低帶局部構(gòu)造的油藏受到一定程度的晚期氣侵而形成了中-高含油的凝析氣藏，遠(yuǎn)離生烴次洼的局部受晚期天然氣影響較弱，大多保存了原始的原油特征。

c.針對(duì)平湖斜坡帶這種晚期氣侵導(dǎo)致的復(fù)雜油氣分布特征，勘探研究中首先應(yīng)該厘清不同含油氣區(qū)、不同類型烴源巖的生油量，并開展晚期天然氣充注時(shí)期的輸導(dǎo)效率研究，進(jìn)而總結(jié)出不同構(gòu)造區(qū)的晚期氣侵概率與強(qiáng)弱，最終才可以進(jìn)行有效的油氣預(yù)測(cè)。